行业背景与政策导向 - 国家发改委、国家能源局发布指导意见，旨在增强电网资源优化配置能力，预计“西电东送”规模将超过4.2亿千瓦，新增省间电力互济能力约4000万千瓦，标志着能源资源配置正经历深刻的绿色变革 [3] - 随着“双碳”目标推进，传统能源输送模式面临重塑，西北地区作为“西电东送”主阵地，其如何在保障能源安全的同时实现绿色转型成为行业焦点 [1][3] “西电东送”的绿色转型与规模预测 - “西电东送”正经历绿色重塑，未来将转变为输送“可靠的、清洁的、便宜的电力” [5] - 预计2025年西北地区年外送电量将达到4000亿千瓦时左右，接近韩国或德国的年度总用电量，到2035年有望翻番至8000亿千瓦时，体量相当于2023年全球电力消费量排名第六的国家 [5] - 绿电比例将进入“激增期”，预计2024年西北“西电东送”中绿电结构比例为33%，2025年将超过55%，到2035年基准情景下达67%，加速情景下高达72% [5] 转型挑战与线路案例分析 - 转型面临挑战，现有线路存在规划与配套问题，例如昭沂直流（蒙西—山东）可再生比例仅为17.4%，而青豫直流（青海—河南）虽可再生比例高达97%，但因缺乏配套电源导致实际输送电量低于设计水平并面临运营亏损 [6] - 线路规划定位对总量和结构影响巨大，缺乏配套电源和调节资源协同将影响效益发挥 [6] - 祁韶直流（甘肃—湖南）等线路通过合理配置风光、煤电与储能，实现了较高利用率与合理的可再生能源比例，为后续发展提供了参考范本 [6] 区域定位与差异化发展 - 陕西省应定位为“调节中心”，其核心功能正由“保供电量”向“调节电源”转型，预计煤电发电量在2025年、2026年达峰，未来净外送能力约1000亿千瓦时，首要满足自发自用 [8] - 甘肃省应定位为“外送基地”，拥有丰富风光资源，随着陇东—山东等线路投产，其送出电力的可再生能源比例有望超过60%，2030年可能突破80%，未来将承担4000亿千瓦时的外送电量，成为纯粹的绿色电力外送枢纽 [8] - 陕西平均上网电价高于西北全区水平，而甘肃略低于平均水平，这种电价差异加剧了跨省电力交易的复杂性 [9] 电网建设与技术挑战 - 西部电网存在“强直弱交”问题，本地电网相对薄弱，导致极端天气下电网断面受限、反送能力不足，需加强送端电网建设以支撑产业落地与外送的双向需求 [9] - 柔性直流技术能解决换相失败问题，但目前成本依然高昂，需要技术迭代来降低成本 [9] 发展路径与协同机制 - 需从政策协同、通道统筹、技术体系和市场机制四个维度化解利益矛盾 [11] - 产业发展上需“协调、有序安排风光发展”，解决省间资源协调问题，避免同质化竞争，科学安排风光发电与调节性资源的建设时序 [11] - 需构建“通道统筹”机制，实现项目、通道、配套资源的协同论证与建设，并统筹考虑跨区域输电走廊的安全性问题 [11] - 需打造“特高压输电+构网型新能源+智能调控”的三位一体技术体系，并建立国家主导、多部门联动的专项协调机构 [11] 市场机制与利益平衡 - 建设全国统一电力市场与利益平衡机制是关键，目前各省电力市场规则不接轨导致跨省输电成本分摊困难，需建立统一的市场标准、核算方法和成本分摊机制，并体现绿电的环境价值 [12] - 需构建更加紧密的西北区域市场，建立多省消纳协同机制，打破行政壁垒，联合制定跨区域绿电交易和价格形成政策 [12] - 解决利益矛盾的核心在于协同优化，需要政府提供稳定预期，市场通过价格信号引导资源优化配置，以破解上下游利益博弈，实现东西部共赢 [12]